Das „Federal-Hub“-Modell von NextEra Energy wirft erstmals Gebühren für 16,5 GW an Gasprojekten ab – ganz ohne Kapitaleinsatz, während Virginia zum Haupthindernis für die Fusion wird
Q3-Bilanzpressekonferenz 2026 am 21. Oktober 2026: Bereinigter Gewinn je Aktie (EPS) steigt um 9,7 %, Prognose für 2026 peilt das obere Ende der Spanne von $3,92 bis $4,02 an
NextEra Energy hat für das dritte Quartal ein bereinigtes EPS-Wachstum von 9,7 % (9,5 % im Jahresverlauf) gemeldet. Das Management beließ die Prognose für 2026 unverändert bei $3,92 bis $4,02 je Aktie und betonte, dass man das obere Ende anpeile – selbst unter der Annahme, dass das Wetterphänomen El Niño die Windstromerzeugung im vierten Quartal auf 90 % bis 95 % des langfristigen Durchschnitts dämpfen wird. Auch der längerfristige Rahmen bleibt bestehen: ein bereinigtes EPS-Wachstum von über 8 % bis 2032 sowie dieselbe Zielsetzung für den Zeitraum 2032 bis 2035, jeweils basierend auf einer Basis von $3,71 im Jahr 2025. CFO Mike Dunne erklärte, dass der Zusammenschluss mit Dominion Energy diese Wachstumsrate auf über 9 % anheben werde, und verwies Analysten bezüglich der Details auf das S-4-Formular. Die weitaus wichtigere Neuigkeit betraf jedoch die strukturelle Entwicklung und das Risikoprofil der Wachstumsstory im Bereich Energy Resources.
Federal Hubs: Gebühreneinnahmen für 16,5 GW ohne eigenes Kapitalrisiko
Die folgenreichste neue Offenlegung betraf die Ökonomie des „Federal-Hub“-Modells. NextEra hat verbindliche Vereinbarungen zur Entwicklung, zum Bau und Betrieb von drei Projekten in Texas und Pennsylvania mit einem Gesamtvolumen von rund 16,5 GW unterzeichnet. Diese haben sich in diesem Jahr eine Erstfinanzierung von $5,7 Milliarden gesichert. Energy Resources erzielt dabei nach einem festgelegten Zeitplan Gebühren für die Entwicklung und Errichtung sowie für die ersten 20 Betriebsjahre, ohne eigenes Kapital beizusteuern.
Das Management erläuterte, dass jedes Hub im Laufe der ersten 20 Betriebsjahre etwa 50 % des bereinigten Gewinns generiert, den NextEra bei vollständigem Eigentum erzielen würde. Auf dieser Basis entspricht das Volumen der drei Hubs in Etwa dem oberen Ende der unternehmenseigenen Prognose für die Gaserweiterung bis 2032 von 4 GW bis 10 GW (bzw. 4 GW bis 8 GW). Das Modell liefert somit das obere Ende des Gas-Ziels bei einer deutlich schlankeren Bilanz. Darüber hinaus hält sich NextEra die Option offen, Batteriespeicher an diesen Standorten zu errichten und zu betreiben, was einem Potenzial von 6 GW bis 11 GW entspricht. Dies würde ein Steigerungspotenzial von 15 % bis 30 % gegenüber den bisherigen Speicher-Ausbauzielen bedeuten.
Die kurzfristigen Ertragsbeiträge werden gering ausfallen. Dunne erklärte, Investoren müssten für 2026 und 2027 mit „einer relativ moderaten Zahlung auf Basis der Entwicklungsaktivitäten“ rechnen, die bis 2032 ansteigt – dem Zeitpunkt, an dem die Betriebsgebühren einsetzen und bis 2052 laufen. Erste Beiträge sind bereits im aktuellen Quartal sichtbar. Die Federal Hubs werden nun in der neuen Kategorie für Investitionen geführt, die $0,09 je Aktie beisteuerte, und werden nach 12 Monaten der Gebührenerhebung in die Kategorie der bestehenden Energieanlagen überführt. Da die ersten Zahlungen früher als bei herkömmlichen Verträgen eingingen, sah sich Steve Fleishman von Wolfe Research zu der Frage veranlasst, ob der Ausblick neu aufgesetzt werden müsse. Das Management ging darauf nicht ein und verwies stattdessen auf das S-4-Formular sowie die kombinierte Wachstumsrate von über 9 %.
Timing und Ausführung bergen Risiken. NextEra rechnet bereits ab 2028 und 2029 über direkt hinter dem Zähler angeschlossene Erzeugungsanlagen („behind-the-meter“) mit einer nennenswerten Lastbedienung, bevor die Kapazitäten zwischen 2030 und 2032 auf den vollständigen Campus-Bedarf hochgefahren werden. Genehmigungen und Zulassungen werden noch eingeholt, während Bauarbeiten und PPA-Ausschreibungen (Stromabnahmeverträge) parallel laufen. Über die Hubs hinaus verfügt NextEra über mehr als 20 GW an fortgeschrittenen Großlastprojekten, von denen über 18 GW auf Gaskraftwerke entfallen. Zudem wird eine Pipeline von 30 potenziellen Hubs verfolgt, deren Zahl bis Jahresende auf 40 steigen soll. Am Standort Paducah in Kentucky ist der Bau und Besitz von bis zu 2 GW Gas- und bis zu 2,6 GW Speicherkapazität geplant.
Kapitalsparendes Gas entlastet Finanzierungsdruck, doch Management hält an Recycling-Spanne fest
Nick Campanella von Barclays stellte die Frage, ob die kapitaleffizienten Hubs den Bedarf an Vermögensverkäufen verringern. Dunne erteilte diesem Einwand eine Absage. Die Kapitalrecycling-Spanne von $7 Milliarden bis $12 Milliarden basierte auf historischen Fällen, in denen Käufer Vermögenswerte höher bewerteten als NextEra. Er betonte, dass der Basisplan nicht auf Kapitalrecycling zur Deckung des Eigenkapitalbedarfs angewiesen sei, und fügte hinzu: „Ich gehe davon aus, dass wir mehr davon behalten werden, es sei denn, es ergibt sich eine opportunistische Gelegenheit.“ Der Eigenkapitalbedarf bis 2032 wurde weiterhin mit $12 Milliarden bis $17 Milliarden beziffert. Das Management verwies auf eine diversifizierte Finanzierung in Europa, Australien, Kanada und den USA, Partnerschaften im Bereich Steuer-Eigenkapital („Tax Equity“) sowie das wachsende Interesse großer Vermögensverwalter.
Zinsrisiken scheinen unter Kontrolle zu sein. NextEra verfügt über Terminkontrakte zur Zinsabsicherung (forward-starting hedges) im Volumen von über $48 Milliarden zu einem durchschnittlichen Zinssatz von rund 4 % und einer durchschnittlichen Laufzeit von etwa 9 Jahren. Eine Zinsänderung von 50 Basispunkten wirkt sich im Jahr 2028 lediglich mit $0,01 bis $0,03 auf das EPS aus (weniger als 1 %).
Virginia: Zeugenaussagen von Verfahrensbeteiligten machen Dominion-Deal zum politischen Kampf
Am defensivsten präsentierte sich das Management bei den Fragen zur Dominion-Fusion. Fleishman wies darauf hin, dass das Büro des Gouverneurs von Virginia und Mitarbeiter der dortigen Regulierungsbehörde SCC in dieser Woche Stellungnahmen mit, wie er es nannte, „recht strengen Auflagen“ eingereicht hatten, darunter Vorschläge zur rechtlichen und finanziellen Abschottung („ring-fencing“). CEO John Ketchum erklärte, das Unternehmen analysiere die Zeugenaussagen noch und werde in wenigen Wochen eine Erwiderung einreichen – im Vorfeld der Anhörungen Mitte November. Er positionierte das Vorhaben mit Blick auf Bezahlbarkeit, Arbeitsplätze und saubere Energie. Dabei verwies er auf fast $2 Milliarden an Gutschriften für Privatkundenstromrechnungen, deren Laufzeit von 2 auf 4 Jahre verlängert wurde, eine Aufstockung des EnergyShare-Hilfsprogramms um $100 Millionen, ein Lieferantenprogramm im Volumen von $5 Milliarden, 1.000 neue Arbeitsplätze in Virginia (darunter 400 durch Absichtserklärungen von Lieferanten abgesicherte Stellen) sowie einen Co-Hauptsitz in Form eines Hochhauses in Richmond.
Ketchum schloss Zugeständnisse nicht aus. „Im Erwiderungsverfahren und während der Anhörungen selbst gibt es immer Möglichkeiten für Kompromisse bei bestimmten Einzelfragen“, sagte er, verteidigte jedoch gleichzeitig den ursprünglichen Antrag. Auf die Frage nach Virginias Maßstab des „Keinen-Schaden-Prinzips“ („do no harm“) antwortete er: „Meine Chancen unter diesem Maßstab stehen gut“, fügte jedoch hinzu, dass das Ergebnis „nicht von mir zu entscheiden ist. Das entscheidet die SCC.“ Angesichts der Position des Gouverneursbüros ist dies eine abgewogene Antwort. Ein Vergleich wurde nicht in Aussicht gestellt, und das Management machte keine näheren Angaben zu den Verpflichtungen in North Carolina und South Carolina, außer anzukündigen, dass Details später geteilt würden.
Die Aktionäre beider Unternehmen hatten dem Deal am 3. September zugestimmt. Der Verfahrenskalender sieht Anhörungen in Virginia und South Carolina im November und Dezember sowie endgültige Beschlüsse im Januar 2027 vor. Die Expertenanhörungen in North Carolina beginnen im Februar 2027. Das Management rechnet weiterhin mit einem Abschluss in der zweiten Jahreshälfte 2027. Der Anhörungskalender ist straff, und ein umstrittenes Verfahren in Virginia erhöht die Wahrscheinlichkeit von Auflagen, die das kommunizierte Wachstumsszenario von über 9 % verwässern könnten.
Auftragsbestand, Speicher und Solarpreise
Energy Resources fügte seinem Auftragsbestand im Quartal 3,7 GW hinzu, darunter 2,4 GW an Speicherprojekten. Dies war das vierte Quartal in Folge mit einem Zuwachs von über 3,5 GW. Nach der Inbetriebnahme von Projekten im Umfang von 1,8 GW beläuft sich der Auftragsbestand nun auf rund 36,7 GW. Das Management gab an, mehr als zwei Drittel des Mittelpunkts seiner Entwicklungsziele für den Zeitraum 2026 bis 2029 erreicht zu haben. Dunne erklärte, dass nur noch 17,6 GW hinzugefügt werden müssen, um diesen Mittelpunkt zu erreichen. Der Bereich Speicher wächst schneller als andere Segmente. Brian Bolster von Energy Resources berichtete, dass Kunden derzeit Kapazitäten priorisieren, rechnet jedoch „in den kommenden quarters mit einer Verlagerung zurück hin zu mehr Energie statt reiner Kapazität.“
Carly Davenport von Goldman Sachs wies auf einen rückläufigen Solar-Auftragsbestand in bestimmten Jahren hin und fragte nach Kostendruck infolge von Zinsen, Paragraf 232 (Section 232) und Materialengpässen. Das Management quantifizierte weder eine Kosteninflation noch den Prozentsatz der Weitergabe an Kunden. Ketchum betonte, Solar bleibe „ein äußerst attraktives Produktangebot“, und verwies auf den Lieferkettenvorteil von NextEra. Dunne erklärte, dass Stromabnahmeverträge (PPAs) die Zinsen bei Vertragsschluss festschreiben und dass Steuergutschriften sowie Stromknappheit die Weitergabe von Kosten unterstützen. Bolster argumentierte wettbewerbsrechtlich schärfer: „Wir waren nie der Billigbieter im Markt. Tatsächlich hilft uns das jetzt, denn ich glaube, dass andere einen viel größeren Druck spüren, weil ihre Margen enger sind.“ Das ist ein plausibles Argument, aber eher eine Behauptung als datenbelegt.
Die Neuvertragsabschlüsse entwickeln sich weiterhin vorteilhaft. NextEra unterzeichnete einen 20-jährigen PPA für rund 1 GW des Kraftwerks Point Beach, vorbehaltlich der Geneugung durch die Wisconsin Public Service Commission (PSC), wodurch das Kraftwerk bis in die 2050er-Jahre vollständig unter Vertrag steht. Die Neuverträge im Bereich erneuerbare Energien belaufen sich im laufenden Jahr auf rund 1.400 MW bei einer durchschnittlichen Prämie von ca. $20 pro MWh gegenüber den jüngst realisierten Preisen; der Gesamtwert einschließlich anderer Anlagen liegt bei fast 2.400 MW. Dunne bekräftigte, dass Point Beach im Durchschnitt etwa $0,21 je Aktie beisteuert, sobald die bestehenden Verträge in den Jahren 2031 bis 2033 auslaufen. Bolster korrigierte einen Analysten, der dies als Upgrade bezeichnet hatte: Es handele sich schlicht um die Neuvertragsgestaltung bestehender Kapazitäten.
Netzausbau und Kernkraft
Das regulierte und investierte Kapital ist zusammen mit den gesicherten Investitionsausgaben (Capex) im Bereich Strom- und Gastransport seit Dezember 2025 um rund 25 % auf etwa $12,7 Milliarden gestiegen. Darin enthalten ist die Auswahl von NextEra durch den Netzbetreiber MISO für zwei 765-kV-Projekte in Illinois sowie ein $1,2 Milliarden schweres Gas-Pipeline-Joint-Venture über 97 Meilen mit Chesapeake Utilities im Süden Floridas. Das Management hielt an seinem Ziel einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) der regulierten Basis von 20 % bis 25 % für den Zeitraum 2025 bis 2032 fest. Dunne erklärte, das größte Aufwärtspotenzial liege im Gastransport, angetrieben durch die Nachfrage nach „Bring-your-own-generation“-Lösungen, warnte jedoch gleichzeitig, dass die Erwartungen „bereits recht hoch“ seien. Bolster ordnete die Dimensionen ein und erklärte, das Segment wachse „von einem kleinen Versorger hin zu einem Versorger mit einem Volumen von rund $50 Milliarden.“
Die Wiederinbetriebnahme des Atomkraftwerks Duane Arnold verläuft planmäßig spätestens für das erste Quartal 2029 und wird durch einen Kredit des US-Energieministeriums (DOE) in Höhe von bis zu $1,9 Milliarden unterstützt, der im Berichtszeitraum abgeschlossen wurde. Bei neuen Nuklearprojekten zeigte sich das Management zurückhaltend. NextEra verfügt über ein Potenzial von 6 GW für SMRs (Small Modular Reactors) an bestehenden Standorten, setzt hierbei jedoch Risikoteilungsstrukturen voraus, die das eigene Risiko deckeln. Bolster sagte, das Unternehmen favorisiere SMRs, würde jedoch auch Großreaktoren in Betracht ziehen, wenn Kunden dies ausdrücklich wünschen und ein ausreichender Schutz gewährleistet ist.
FPL: Starke Renditen, ein Hurrikan-Test und ein noch nicht unterzeichneter Großlast-Deal
Der Gewinn von Florida Power & Light (FPL) stieg um $0,06 je Aktie, angetrieben durch ein Wachstum des regulierten Kapitals von 9,2 %. Die wetterbereinigten Umsätze im Endkundengeschäft nahmen um 1,4 % zu. Die nachlaufende regulierte Eigenkapitalrendite (ROE) liegt bei rund 11,8 %, und die Investitionsausgaben für das Gesamtjahr belaufen sich auf ca. $12 Milliarden. FPL löste $172 Millionen aus dem Mechanismus zur Tarifstabilisierung auf, womit nach Steuern rund $1,5 Milliarden verbleiben.
Der Hurrikan Isaias, ein Sturm der Kategorie 2, traf den Nordwesten Floridas. FPL stellte die Stromversorgung für mehr als 97 % der betroffenen Kunden bis Dienstag wieder her. Forensische Analysen zeigten, dass kein einziger verstärkter Mast versagte, unterirdische Leitungen etwa 14-mal besser abschnitten als Freileitungen und Smart-Grid-Technologien rund 140.000 Stromausfälle verhindern konnten. Ketchum betonte vorsichtig, dass diese Investitionen das Stromnetz „nicht hurrikansicher machen.“
Im Bereich der Großlasten hat FPL seine Prognose für 2032 von 6 GW auf 8 GW angehoben und rechnet nach wie vor damit, noch vor Jahresende einen Deal bekannt zu geben. Präsident Scott Bores erklärte, die ersten Gigawatt benötigten angesichts des bestehenden Gas- und Atomkraftparks kaum mehr als Batteriespeicher. Er lehnte es ab, Angaben zum Volumen zu machen; auch der Versuch von Barclays, in Erfahrung zu bringen, ob es sich um einige Hundert Megawatt oder nahe an 1 GW handeln werde, blieb unbeantwortet. Bores wies zudem darauf hin, dass die Verträge „multimilliarden-schwer“ und komplex seien und das Unternehmen vor der Bekanntgabe erst den Rückhalt in der Bevölkerung aufbaue. Dies war eine bemerkenswerte Bemerkung, da sie darauf hindeutet, dass lokaler Widerstand ein Faktor für das Timing ist. Der Deal ist zugesagt, doch die Bekanntgabe erfolgt womöglich nicht ganz fristgerecht.